公用事业行业绿电直连深度报告(二)：以荷定源决定配储需求、网侧费用优化共定项目经济性边界

目录TOC\o"1-1"\h\z\u1、绿电直连机制：功能架构与资金流重塑 52、绿电直连经济性：风光资源决定配储需求，进而影响项目整体盈利性 73、投资建议 134、风险分析 16图目录图1：绿直连双驱—连整合—场现能性架 5图2：传模下资流向图 6图3：绿直模下资金向图 6图4：光配比与位用成的系——于情分的U型曲线 12表目录表1：山省旭电连项数据 7表2：两模下合电成对比 9表3：情分变设定 10表4：情分结果 11表5：绿直应场相关的理 13表6：绿直相标估值表 151、绿电直连机制：功能架构与资金流重塑（电源与负荷（（交于通过系统集成与制度设计，实现源荷匹配与成本优化。连接端：绿电直连区别于传统发用电模式的核心功能环节，主要包括专用市场端：绿电直连实现价值变现的环节，涵盖电力交易、输配电费优化、容量费管理等。项目通过PPA或市场化交易形成电能量价格，通过专线直连减也是项目投资回报能否实现的关键环节。图1：绿电直连“双源驱动—连接整合—市场实现”功能性框架资料来源：光大证券研究所绘制角考察绿电直连的价值分配机制，以揭示绿电直连项目经济性的微观来源。传统模式下的资金链流向：传统模式下，发电侧与负荷侧相互分离，电网（容量电费与电量电费PPA协议电价A2与B2构成：A2=接入容量×容量电价；B2=所在电压等级现行电量电价标准×全省平均负荷率×730h×B2低于传B1，形成输配电费节省。系统运行费与线损费用仅按下网电量计缴项目收入按投资结构及项目合约条款在负荷侧与电源侧之间分配。图2：传统模式下的资金流向图 图3：绿电直连模式下的资金流向图资料来源：光大证券研究所绘制 资料来源《关于完善价格机制促进新能源发电就近消纳的通知（发改价〔2025号、光大证券研究所绘制假设项数值依据/来源A：项目规模参数假设项数值依据/来源A：项目规模参数-电压等级（KV）110KV山东省爱旭绿电直连项目现实数据。-年用电量（KWh）600000000KWh-项目实际运行负荷率90%本项目负荷率取90%企业，24小时连续生产，负荷曲线平稳、峰谷差小。-项目平均负荷68.49MW（600000000KWh/8760h）平均负荷=年用电量/全年8760h。-项目最大负荷76.10MW（6.4M90）最大负荷=平均负荷/负荷率。-/0.9（Power80.90本模型保守审慎取值为0.9。-变压器负载率β85%ββ取即本模型估计值为85%。-器容量传统模式：100MVA（7.1M/./.8=9.4）绿电直连：80MVA（9.4M1-07.58）99.48MVA（GB/T（GB/T10228）10MVA20MVA31.5MVA40MVA50MVA63000A9.8A100MVA91.5MVA20+40+31.5选取100MAβ/e=4.610≈8.。80%～90%9.48MA10（

2、绿电直连经济性：风光资源决定配储需求，进而影响项目整体盈利性电源配置、电价结构与成本端构建统一假设框架。110kV6亿千瓦时，负荷率取90%，对应平均负荷68.49MW、最大负荷76.10MW。负荷侧接入容量在传统模式下按最大负荷、功率因数0.9及变压器负载率85%计算，取标准容量20%至80MVA。电源侧配置150MW风电与26MW分布式光伏，储能配置50MW/100MWh，自发自用比例暂按政策下限30%设定。成本端专线初始投资3829281.45EPC单价0.9元，折旧年限12.5供了统一、可复现的输入基础。68890%负荷的10%少约90%本文保守估计降低20%（8760h79.58MVA取80MVA。-自发自用比例30%政策要求大于30%（1192号文）。本项目保守假设为30%。B：电源侧装机容量176MW（150MW风电+26MW）山东省爱旭绿电直连项目现实数据。C：终端电价拆分核心假设-（价格）0.52/kh2026年7月国网山东省电力公司代理购电工商业用户电价。-容量电价22元/kVA*月-输配电价0.1191元/kWh-政府性基金及附加0.02716875元/kWh-（综）0.1026元/kWh-线损费用0.0128元/kWh-全省110kv以上平均负荷率65%（64.85%），本报告暂将山东省平均负荷率设为65%。D.成本端核心假设-专线初始投资3829万元206万千瓦风电项目110kV2019.80.2约38293829后续可根据爱旭实际电压等级、回路数、架空及电缆比例和工程概算调整。-项目运行年限25年）110kV24-30年（本报告选取25年）。-专线年运维成本281.45万元/年（3829万元*5%+90万元）（（201627111%.57.5110KV6人配备，其中1215万元/（）》中材料费（1.0%）15%（.506人15）-储能配置5010h山东省爱旭绿电直连项目具体数据。-储能配置成本09/采用EC）2026842EPC20M/40M.9-.932元/。.9元。-折旧年限12.5年根据宝塔实业股份有限公司储能电站项目的可行性报告，两个储能项目的使用年限为1215本文按25年项目期内更换一次电池的简化假设，取12.5年，到期更换电池。-到期更换电池成本03/h（05元w6%）参考026年8月430M120h052~058/.5元。根据中商产业研究院发布的《2025-2030测报告》显示，从储能系统成本构成来看，储能电池成本占比约60%。表2：两种模式下综合用电成本对比

0.663元/度，绿电直连模式下约为0.606元/8.58PPA电能0.3572元/220万元/月降至176万元/月，电量电费由596万元/月降至452万元/月，系统运行费由513万元/月降至359万元/月，线损费由64万元/月降至45万元/月。与此同时，绿电直连模式新增专线度电成本约0.007元/度、储能项折合度电成本约0.008元/度，计算方式传统模式绿电直连模式说明电能量费用传统模式：实际用电量*市场价交易电价*PPA协议电此处PPA+下网电量*市场化交易电价1786万元/月1786万元/月本测算假设PPA0.3572/种模式电能量费用均为1786万元/月；实际PPA定价将影响双方收益分配。输配电费输配电费=容量电费+电量电费816万元/月628万元/月-容量电费容量电费=接入容量*容量电价220万元/月176万元/月在绿电直连模式下，用户侧接入电网的容量（即受电变压器容量）理论上存在降低的可能，其根本原因在于本地绿电电源直接承担了部分负荷，使用户从电网取电的净最大需量低于其实际最大负荷，从而为变压器容量的优化配置提供了空间。在实际项目中，能降低多少接网容量，仍需依据688号文等政策，并结合项目的具体的出力曲线与发电曲线的匹配程度、储能配置、负荷特性以及与电网企业的协商结果来综合确定。-电量电费传统模式：电量电费=输配电价*用电量绿电直连模式：所在电压等级现行电量电价标准（输配电价）*平均负荷率*730h*接入公共电网容量596万元/月452万元/月绿电直连模式下电量电费计算公式发生变化，以全省平均负荷率为基准进行计算。系统运行费系统运行费=系统运行费用折合度电水平*下网电量513万元/月359万元/月按下网电量缴纳。政府性基金及附加政府性基金及附加费用=政府性基金及附加*用电量136万元/月136万元/月社会责任，全额缴纳无节省。线损费线损费=线损费用*下网电量64万元/月45万元/月按下网电量缴纳，缴费基数变化。专线度电成本专线成本=专线投资成本+专线运维成本00.00724元/度--度电投资成本初始投资成本/25（项目年限）/年总用电量00.00255元/度专线投资初始成本折合度电水平。-度电运维成本年专线运维成本/年总用电量00.00469元/度专线运维成本折合度电水平。储能项折合度电成本（储能初始投资成本+更换电池成本）/25（项目年限）/年总用电量-0.008元/度项目周期内的储能投资折合度电水平。储能余电上网收入上网电量*上网交易电价-绿电直连项目中，储能系统的首要功能是保障源荷匹配与提升自用比例，其放电电量优先供给用户负荷，以替代电网购电。在满足项目整体自发自用比例要求的前提下，储能利用剩余调节能力产生的余电上网电量，受储能配置比例、源荷匹配精度两重约束，量级相对于用户年用电量通常较小。本报告在基准情景中保守假设该部分电量为零，以聚焦项目核心经济性；该部分收入的实际规模需根据项目所在地电力市场规则及逐时仿真结果进一步校准。单位用电成本（元/度）0.6630.606资料来源：中国储能网、陕西省采购招标有限责任公司、住房和城乡建设部、国家发展和改革委员会、青海省发展和改革委员会、烟台市人民政府等，光大证券研究所测算30%辅的电源结构（风电150MW、光伏26MW，风光比约5:1）。鉴于各落地项目配置与电池片制造企业24在总装机容量不变的前提下，适度改变光伏与风电装机占比。1）光伏比例比基情景风电占比光伏占比储能功率配比情景风电占比光伏占比储能功率配比储能时长配比项目接入容量设计逻辑基准情景电池片工厂为24小时连续生产，负荷曲线平稳、峰谷差小。（项目现基准情景下，风电150MW、光伏26MW，风光比约5:1。风实情况，最85%15%28%2h80MVA电夜间出力相对较高，可覆盖工厂夜间基荷；光伏白天补充出优项目配力。该配比使绿电出力曲线与用户负荷曲线尽可能贴合，自平比）衡率高，所需储能较少。91.5MVA（1）风电出力具有全天分布相对均匀、夜间偏高的特性，能场景175%25%33%2h（85MVA向上取够与用户24小时平稳负荷形成较好的时序匹配；光伏出力则91.5MVA）高度集中于日间，夜间出力为零。相对于基准情景：当光伏比91.5MVA例提高or降低时，电源总出力在时间维度上的均匀性下降。场景265%35%38%2h（90MVA向上取（2）用户负荷曲线保持平稳，而电源出力曲线波动加剧，导91.5MVA）致净负荷（用户负荷减去绿电出力）的峰谷差扩大。具体表现100MVA场景355%45%43%2h（95MVA向上取夜间净负荷缺口扩大；日间光伏出力集中，可能超过用户实时100MVA）消纳能力，形成富余电量。场景445%55%48%2h100MVA（3）为维持项目整体自发自用比例不低于政策要求，并减少弃电，必须依靠储能系统进行“日间充电、夜间放电”的能量时移。净负荷峰谷差越大，所需储能的功率容量和能量容量就越高。因此，提高光伏比例、降低风电比例，理论上将推高项目的储能配置需求。（4）当负荷曲线与电源出力曲线匹配度较高时，绿电出力在用户负荷高峰时段同步处于较高水平，能够有效削减净负荷峰场景595%5%33%2h91.5MVA（85MVA向上取91.5MVA）需量上升，所需接入容量随之增加。（5）本情景分析变量取值遵循基本理论方向，即电源出力曲线与负荷用电曲线错配程度加深，储能配比和接入容量提高。因提高幅度难以量化，现实情况需通过8760小时逐时仿真优化确定，本文保守估计基于基准场景，风电占比每下降or上升10%，储能配比需上升5%用以自平衡，项目接入容量提高5MVA100MVA。资料来源：中国储能网、陕西省采购招标有限责任公司、住房和城乡建设部、国家发展和改革委员会、青海省发展和改革委员会、烟台市人民政府等，光大证券研究所测算8760表4：情景分析结果构成计算方式基准情景场景1场景2场景3场景4场景5电能量费用传统模式：实际用电量*电量*PPA处PPA+1786万元1786万元1786万元1786万元1786万元1786万元输配电费输配电费=容量电费+电量电费628万元718万元718万元785万元785万元718万元-容量电费容量电费=接入容量*容量电价176万元201万元201万元220万元220万元201万元-电量电费传统模式：电量电费=输配电价*用电量等级现行电量电价标准（输配电价）*平均负荷率*730h*接入公共电网容量452万元517万元517万元565万元565万元517万元系统运行费系统运行费=系统运行费用折合度电水平*下网电量359万元359万元359万元359万元359万元359万元政府性基金及附加政府性基金及附加费用=政府性基金及附加*用电量136万元136万元136万元136万元136万元136万元线损费线损费=线损费用*下网电量45万元45万元45万元45万元45万元45万元专线度电成本专线成本=专线投资成本+专线运维成本0.00724元0.00724元0.00724元0.00724元0.00724元0.00724元-度电投资成本初始投资成本/25（项目年限）/年总用电量0.00255元0.00255元0.00255元0.00255元0.00255元0.00255元-度电运维成本年专线运维成本/年总用电量0.00469元0.00469元0.00469元0.00469元0.00469元0.00469元储能项折合度电成本（储能初始投资成本+更换电池成本）/25（项目年限）/年总用电量0.008元0.009元0.011元0.012元0.014元0.009元储能余电上网收入上网电量*上网交易电价绿电直连项目中，储能系统的首要功能是保障源荷匹配与提升自用比例，其放电电量优先供给用户负荷，以替代单位用电成本（元/度）0.6060.6250.6270.6420.6430.625资料来源：中国储能网、陕西省采购招标有限责任公司、住房和城乡建设部、国家发展和改革委员会、青海省发展和改革委员会、烟台市人民政府等，光大证券研究所测算注：金额取整，专线度电成本保留五位小数，其他度电成本保留三位小数；降幅按未四舍五入值计算。图4：光伏配置比例与单位用电成本的关系——基于情景分析的U型曲线资料来源：光大证券研究所绘制

24小时逐时仿真优化确定。式如下：负荷独资：负荷收益=项目总收益+（市场化电价-PPA协议价格）*自发自用电量；电源收益=（PPA协议价格-市场化电价）*自发自用电量市场化电价-PPA协议价格协议价格-市场化电价）*自发自用电量负荷和电源合资：负荷收益=出资比例*项目总收益+（市场化电价-PPA协议价格）*自发自用电量；电源收益=出资比例*项目总收益+（PPA协议价格-市场化电价）*自发自用电量注：实际运行过程中，由于市场结构（负电价频发）、主动定价策略等原因，可能会存在对负荷或电源的让利。一是电源投资变化二是PPA电价结构，若PPA电价为若PPA电价与市场电价挂钩，则光伏电量的低市场价值将传导至运营商，拉低三是储能成本分摊方式（如光伏占比上升四是项目经济性（如光伏占比上升而需结合投资、收入、成本分摊及项目整体经济性综合判断。应用领域公司名称相关业务相关业务进展应用领域公司名称相关业务相关业务进展（金开新能数据中心（算力租赁）（于05年1月27IT692（2,00P可规划240660++算电盈峰环境数据中心（算力租赁）2026赁实现营业收入6.74亿元，占总营业收入的8.56%，实现了阶段性稳定营收。随着智云计算业务的稳定发展，不仅完善了公司战略业务布局，更推动公司业务结构向多元化、高附加值方向升级，为高质量发展注入新动能。豫能控股数据中心(IDC)（怀来（怀来（等新型绿色算力集群。

3、投资建议—储—网—交易”综合能力延伸。1）向数据中心直供绿电、2）投资算电项目；目前电（乌兰察布（庆阳（廊坊韶关绿电制氢氨醇则有望形成新能源开发与新增绿色负荷协同发展的应用模式晶科科技晶科科技算力租赁电力聚合平台1GW2455100IT功率400MW；60亿元，IT功率300MW；85IT功率300MW龙源电力数据中心算力供电15P+场站110P10PAI（算力网。该项目探索了新能源、分布式算力与算力网的融合发展。新天绿能（）新天绿能是京津冀区域领先的绿电、天然气供应商。甘肃能源算力供电100万100（7525。福能股份算力供电400P福州市政府主导建设并于2023年4月27日正式上线。阿里云位于福州的首个数据中心已启用。绿发电力（）40003040万千瓦光伏项目。银星能源（）+约2）湖南发展（）+C供电的可能性。韶能股份算力供电/明确的C中心提供绿电直供、配网建设。华电辽能（）丹东200江苏新能（）2025115苏省首批5创新试点。作为江苏省属新能源发电龙头，江苏新能未来有望成为这些试点项目的绿电电源供应方。浙江新能算力供电（（三峡能源算力供电宜探索推动前瞻性项目示范落地。协鑫能科算力供电+2025公司中标青海230亿元零碳算力项目。华能蒙电（）公司在内蒙古拥有绿电、火电机组；截至2025年底，公司合并范围内已经投入运行的发电厂共计22家，期末装机容量1,502.621,140362.62划的8大通信节点之一，公司有望为该地区增量数据中心供电。建投能源（）20251,247.65容量1177.5有望为该地区增量数据中心供电。粤电力A（）公司是广东省重要电力运营商；截至2025年末，公司拥有可控装机容量4,668.31万千瓦，其中控股装机4,395.93272.382,3011,184.70万1023）是国家规划的8大通信节点之一，公司有望为该地区增量数据中心供电。华电新能算力供电（落地项目）3630617亿元，绿电直供中国移动、中国电信、并行科技等4家负荷侧用户数据中心，共计23.38万千瓦负荷。大唐新能源绿电直连（落地项目）50万千瓦光226年5月200（50+10）总投资87亿元；远期总规划达460万千瓦。智能调度涪陵电力智能调度电厂赛道的先行者。南网能源智能调度AIAI+A++综合能源”场景应用落地。朗新科技智能调度I。、力市场的发展。绿电制氢氨醇电投绿能绿电制氢氨醇2025年7月262026年93750SCU中国能建绿电制氢氨醇202512202674500年9月5000吨绿氨运抵南京港，将实现全球首例远洋船对船绿氨加注。中国天楹绿电制氢氨醇制氢车间4阶段；计划2026年三季度末调试出产品。中国石化绿电制氢氨醇2026年8项；沧州分公司1万吨/年生物质制绿色甲醇示范项目已备案。隆基绿能绿电制氢氨醇1202615MW投资乌拉特后旗风光制氢一体化项目（年产3.71万吨氢气）已备案。资料来源：各公司公告、中国能源网等，光大证券研究所整理代码公司收盘价（元）代码公司收盘价（元）PB（MRQ）市值(亿元)归母净利润（亿元）PE（X）2025A2026E2027E2028E2025A2026E2027E2028E000537.SZ绿发电力7.380.761528.016.338.6810.4019241715601778.SH晶科科技3.390.771263.30---3